低渗致密油田二氧化碳驱油与封存油藏工程方案编制技术规范

低渗致密油田二氧化碳驱油与封存油藏工程方案编制技术规范本标准规定了鄂尔多斯盆地低压、低渗油藏CO2驱油与封存油藏工程方案编制的内容和技术规范。本标准适用于鄂尔多斯盆地低压、低渗油藏直接注CO2驱、枯竭开发或注水开发后转注的CO2驱油与封存油藏工程方案编制。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。DZ/T0217石油天然气储量估算规范SY/T5163沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法SY/T6511油田开发方案及调整方案经济评价技术要求SY/T6573最低混相压力细管实验测定法SY/T7378油气藏三维定量地质模型建立技术规范SY/T7454砂岩油田二氧化碳驱油藏工程方案编制技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1低压油藏low-pressurereservoirs压力系数小于0.8的油藏。3.2岩石气体突破压力gasbreakthroughpressureinrock气体在一定压差作用下，在液体饱和岩样中形成连续流动相时，对应的进、出口端压差值即为岩石气体突破压力。3.3气体扩散系数gasdiffusioncoefficient气体扩散能力的一种物理量，单位时间内通过单位面积的气体质量。3.4比表面积specificsurfacearea单位质量固态物质的表面积。3.5CO2驱油与封存协同CoordinationofCO2floodingandstorage油藏参数、流体作用、开发控制、过程调整、堵调配套等多方面因素在时空域相互作用，形成油层物理、渗流力学、油藏工程、油田化学多层次有序融合，同时实现采收率最大化、埋存比例高双重目标。4CO2驱油与封存油藏工程方案编制的技术内容及要求4.1CO2驱油潜力分析概述新区储量规模、已开发区剩余可采储量规模、油井产能、含水率、井网及注采系统完善程度。4.2安全性分析概述油藏类型、油藏埋深、断层裂缝发育、盖层封闭性、井况情况。4.3气源分析概述CO2的来源、纯度、组分、供应规模、捕集成本及输送距离。4.4油田概况4.4.1区域地理位置及自然条件简况概述油田的地理位置、气候、水文地质条件、交通通信、油田环境状况等。4.4.2区域地质概况概述构造位置及构造发育史、地层层序、区域沉积背景、埋藏深度等。4.5盖层封闭性评价4.5.1盖层地质特征描述描述构造-沉积环境、岩性、岩性组合、均质性、连续性、埋深、厚度、平面分布特征、断裂与裂缝。4.5.2盖层封闭性评价描述岩石矿物组成、孔隙结构、渗透率、气体突破压力、气体扩散系数、比表面积、塑性系数。4.6油藏地质特征按SY/T7454中4.3的规定，研究油藏地质特征。4.7前期开发状况评价按SY/T7454中4.4的规定，开展前期开发效果评价。4.8CO2驱室内实验评价与基础参数确定按SY/T7454中4.5的规定，开展CO2驱室内实验并确定基础参数。4.9降低最小混相压力实验（可选择）若地层压力低于最小混相压力，无法实现混相驱，可考虑降低最小混相压力的方法，提高CO2驱混相程度。a）降低CO2-原油最小混相压力助剂实验。b）降低最小混相压力助剂体系组成及段塞用量实验。4.10CO2驱油与封存油藏工程方案设计4.10.1方案设计原则a）以经济效益为中心，兼顾社会效益，注重安全环保。b）提高储量控制程度和动用程度，增加可采储量和提高最终采收率。c）优化注入参数，实现油田采收率最大化、埋存比例高双重目标。4.10.2开发层系划分原则a）分析开发层系划分组合对CO2驱油的适应性及CO2封存的可行性，优化开发层系。b）每一套独立开发层系应当具有一定的地质储量，保证油井具有一定的产能。c）同一开发层系内构造形态、层间非均质性、油藏特征、油水边界、流体性质、压力系统相近。d）考虑当前采油工艺技术水平，在分层工艺能解决的范围内，层系划分应当尽量简化，一套层系中层数不宜过多。e）层系间隔层发育，能够形成相对独立的压力系统。4.10.3注采井网设计按SY/T7454中4.6.3的规定，确定井网井距。4.10.4地层压力保持水平4.10.4.1原始地层压力高于最小混相压力油藏，地层压力保持水平应不低于最小混相压力；原始地层压力低于最小混相压力油藏，地层压力保持水平应不低于泡点压力，同时在注入压力不致使储层破裂的情况下，地层压力应尽可能保持在较高水平。4.10.4.2若地层压力较低，可采取措施恢复地层压力（可选择）a）对于已注水开发区块，注CO2前，在注入压力低于油藏破裂压力前提下，可适当提高注采比、暂时关停油井或提高油井流压，快速恢复地层压力（可选择）。b）对于新投入开发区块，采用超前注水或注气方式提高地层压力水平（可选择）。4.10.4.3结合最小混相压力，通过组分数值模拟预测不同压力保持水平下的驱油效果和封存效果，以提高采收率幅度、换油率为指标，确定合理的压力保持水平。4.10.5注入方式确定在同等条件下，分析连续注气、水气交替、周期注采等不同注入方式的采收率、换油率，确定合理的注入方式。4.10.6注气时机确定4.10.6.1利用组分数值模拟技术，针对优选后的注入方式，对比不同注气时机下的采收率及换油率的变化，确定合理注气时机。4.10.6.2对于低渗透油田新投入开发区块，可考虑采用超前注气方式提高地层压力，改善CO2驱混相程度。4.10.6.3对于压力保持水平低于前述合理压力保持水平的已开发老油田，考虑关停生产井，注水或注气恢复压力后再正常注气开发。4.10.7注采参数确定4.10.7.1根据储层破裂压力，按照注入井井底流压等于0.9倍破裂压力的原则，确定井口最高注入压力。4.10.7.2对已有CO2驱油试注或先导试验的区块进行分析，获取CO2注入能力、注入压力等参数，为CO2驱油方案设计提供依据。4.10.7.3对无试注或先导试验的区块，参考类似区块，分析注水能力、注气能力和采液能力、采油能力，明确合理的采液速度、采油速度，确定合理注采比。4.10.7.4基于数值模拟方法，采用累积增油量（与封存量近似线性关系）、累积增油换油率（作为评价气驱油效率的直接指标）两个指标分别评价不同方案的驱油能力与封存能力，用CO2驱油与封存协同指数对注入速度、生产流压、地层压力恢复方式、注入方式等进行优化。4.10.7.5综合运用室内实验、油藏工程、数值模拟等方法，多方案比选，确定注入参数。4.10.8方案开发指标预测4.10.8.1根据层系、井网、井距、注入方式、注采参数等优化结果，在方案评价期内，至少提出三种方案，预测方案评价期内开发指标，主要包括：a）注气井数、注水井数、生产井数、平均单井日注气量、平均单井日注水量、平均单井日产油量。b）月注气量、月注水量、年注气量、年注水量、累计注气量、累计注水量。c）日产水量、日产气量、综合含水、生产气油比、产出气CO2含量。d）月产油量、月产水量、月产CO2气量、月产烃类气量。e）年产油量、年产水量、年产CO2气量、年产烃类气量。f）累计产油量、累计产水量、累计产CO2气量、累计产烃类气量。g）换油率、采出程度、采油速度、采收率、埋存率。4.10.8.2对比现开发方式的预测结果，给出CO2驱油与封存效果评价主要指标：累计增油量、阶段增油量、阶段换油率、阶段采出程度、提高采收率幅度、最终换油率、气油比、CO2利用率、累计埋存量、阶段埋存量、最终埋存率。4.11经济效益分析油藏工程方案经济效益评价方法主要按SY/T6511的3.3至3.9及第4章的规定执行。4.12推荐方案结合鄂尔多斯盆地低压油藏特点，兼顾驱油与封存效果，可采取措施降低最小混相压力或恢复地层压力，综合分析各方案开发指标，优选并推荐最佳方案。4.13方案实施要求按SY/T7454中4.9的规定，提出方案实施要求。4.14动态监测及资料录取要求按SY/T7454的4.10规定，开展动态监测及资料录取。5报告编写5.1报告基本内容报告应包括以下内容：a）油藏概况。b）油藏地质特征。c）前期开发效果评价。d）气源分析。e）盖层封闭性评价。f）CO2驱室内实验评价与基础参数确定。g）油藏工程设计与方案优选。h）方案部署与实施要求。i）动态监测及资料录取要求。5.2开发方案附图与附表5.2.1开发地质附图与附表地质图件：a）油藏地理位置图。b）油藏区域地质构造位置图。c）分油层组构造井位图。d）油藏剖面图。e）油层综合柱状图。f）油层对比图。g）油层和砂层等厚图。h）油层孔隙度、油层渗透率、含油饱和度等值图。i）隔夹层区域分布图。j）工区沉积相和小层微相图。k）小层平面图。l）储层微构造图。m）油层物性频率分布图。n）流体性质分布图。o）含油面积图。p）毛管压力曲线。q）油水、油气相对渗透率曲线。r）无因次产液能力和无因次产油能力曲线。主要数据表：a）钻探成果与取心统计表。b）地层分层数据表。c）构造断层要素表。d）油层厚度统计表。e）隔夹层厚度统计表。f）试油成果表。g）试注成果表。h）油层测压资料表。i）试采成果表。j）油层物性统计表。k）PVT分析数据表。l）油、气、水分析成果表。m）天然能量评价表。n）油藏储层综合评价表。5.2.2实验基础参数附图与附表主要图件：a）地层油组分组成图。b）地层油PT相图。c）多次脱气气油比、体积系数、气相组成与衰竭压力关系曲线。d）地层油CO2溶解度随体系压力变化的关系曲线。e）地层油泡点压力、体积、膨胀系数、黏度、密度随溶入CO2量变化的关系曲线。f）岩心驱替水驱采出程度、驱替压差和产液、产油、含水率随注入HCPV数变化曲线。g）岩心驱替CO2驱注入体积与采出程度、驱替压差和气油比随注入HCPV数变化曲线。主要数据表：a）地层油组分组成数据表。b）地层油多次脱气实验数据表。c）细管驱替实验注入体积与采出程度、气油比数据表。d）CO2与地层油互溶后的主要物性参数数据表。e）CO2驱岩心驱替实验注入体积与采出程度、含水率、气油比关系数据表。5.2.3油藏工程方案附图与附表主要图件：a）试采曲线。b）油田综合开采曲线。c）注水能力曲线。d）区块开采曲线。e）地层压力分布图。f）水驱采出程度与含水关系曲线。g）油田日产油、日产液、日产水历史数值模拟拟合曲线。h）油田累计产油、累计产液、累计产水历史数值模拟拟合曲线。i）油田综合含水率、气油比拟合曲线。j）油田（试验区）中心井动态历史拟合曲线。k）油田各小层剩余油饱和度分布图。m）开发方案的单井控制储量对比曲线。n）开发方案产液、产油、含水对比曲线。o）开发方案产气量、气油比对比曲线。p）开发方案地层压力对比曲线。q）开发方案CO2组分浓度场。r）开发方案采出程度、采收率对比曲线。s）各种方案的经济效益分析对比曲线。t）方案部署图。主要数据表：a）数值模拟组分热力学参数和相互作用系数表。b）数值模拟拟组分数据表。c）全区及各小层储量拟合表。d）产能规模及分批实施统计表。e）CO2驱油产出气组分预测表。f）开发方案的开发指标预测表。g）开发方案的经济效益评价表。附录A（资料性附录）CO2驱油与封存油藏工程协同优化设计方法A.1CO2驱油与封存协同优化设计方法A.1.1换油率计算根据数值模型确定的相关生产预测结果，计算各方案累积换油率及累积增油换油率，计算方法见式（1）与式（2Hsc=............................................（1）Hsic=............................................（2）式中：Hsc——累计换油率；Hsic——累计增油换油率；Qso——累计产油量；Qsig——累计注气量；Qsio——累计增油量。A.1.2驱油指标计算对于一个方案组，采用CO2驱油指数评价该方案组中任意方案的驱油能力，驱油指标的计算方法见式（3）与式（4式中：Cd——CO2驱油指数；Hsic，i——方案组中第i号方案累积增油换油率；Hsic1，n）——方案组累积增油换油率的集合；Hsc，i——方案组中第i号方案累积换油率；Hsic1，n）——方案组累积换油率的集合。 （3） （4）A.1.3封存指标计算对于一个方案组，采用CO2封存指数评价该方案组中任意方案的封存能力，封存指标的计算方法见式（5）与式（6式中：Cp——CO2封存指数；Qsio，i——方案组中第i号方案累积增油量；Qsio1，n）——方案组累积增油量的集合；Qso，i——方案组中第i号方案累积产油量；Qso，（1，n）——方案组累计产油量的集合。 A.2权指数确定CO2驱油与封存协同优化设计过程中，由于设计目标的侧重点存在差异，需要对已求得的CO2驱油指数与封存指数进行加权，从而进一步求解CO2驱油与封存协同指数。权指数的选取遵循以下原则：a）根据经济指标计算结果确定驱油与封存在协同优化设计中的重要程